Las renovables amplían la brecha de las tarifas de la electricidad
La generación con energía verde deprime la cotización en las horas centrales del día, cuando baja la demandanEn los picos de consumo, en cambio, la luz se acaba pagando a precio de oro
La volatilidad entre los precios de la electricidad en un mismo día será cada vez más habitual en un sistema eléctrico cada vez más renovable. La generación con energía verde deprime los precios en las horas centrales del día cuando la demanda es baja, como ha ocurrido durante la Semana Santa y en el mismo lunes de Pascua, en el que, por primera vez en la historia, el megavatio-hora anotó un precio negativo en el mercado mayorista. Pero cuando no hay recurso limpio suficiente o hay un pico de consumo se necesita generación con ciclos combinados, que junto con la hidráulica, venden su electricidad a precio de oro.
Las mayores diferencias se han dado en los últimos dos años, cuando la escalada del gas estiró los precios de forma estratosférica en las horas de mayor demanda. La dispersión máxima (281,45 euros) se produjo el 10 de abril de 2022, a las 6 de la tarde la luz costaba un euro y a la una de la madrugada, 282 euros, según los registros del Operador del Mercado Ibérico (OMIE).
Ese año, en 2022, la desviación entre los precios diarios –medida como desviación típica– fue de 43,85 euros, lejos de la media de 11,85 del quinquenio 1998-2003 o de los 13,73 del 2013-2017, según cálculos realizados a partir de los datos históricos de OMIE. En estos primeros meses de 2024, la desviación entre precios asciende a 35,18 euros.
«La entrada de renovables modifica la formación de precios del mercado. Es una evidencia que se puede constatar ya y que se mantendrá durante los próximos años», avanzaba a las puertas de la crisis energética, en 2021, la presidenta de OMIE, Carmen Becerril, y así sigue haciéndolo de forma habitual en casi todos sus discursos.
En OMIE se realiza cada día una subasta (conocida como pool) en la que comercializadores y generadores acuerdan un intercambio de ofertas para cada hora del día siguiente, en función de las estimaciones de la demanda de energía y de las capacidades de generación. Las renovables son las tecnologías más baratas porque su recurso (sol, viento o agua) es gratuito, de forma que su único coste es el de mantenimiento de los aparatos.
Cuando el viento sopla, hace sol o llueve y la demanda eléctrica no es muy alta los precios tocan suelo. Y eso es lo que ha pasado en este inicio de curso con precios cero horarios casi cada día, pero cuando el consumo aprieta y el sol no sale o el viento no sopla, el coste se dispara. Esa diferencia afecta cada vez menos a los consumidores, por la nueva fórmula de cálculo de la tarifa regulada, que entró en vigor en enero para reducir la volatilidad de los recibos. Y más a los vendedores y compradores de esa electricidad.
¿Cómo es posible que un generador venda su producto a cero euros? ¿Qué sentido tiene no ganar dinero? La explicación que da el director general de APPA Renovables, José María González Moya, es que muchas renovables que ofertan su energía a precio cero son «instalaciones renovables antiguas (solares, la mayoría) que tienen una retribución garantizada». Es lo que se conoce como RECORE, que financian los consumidores dentro de los costes regulados del recibo de la luz, y que garantiza a estos productores una retribución fija independientemente del precio del mercado. Para recibir ese dinero necesitan funcionar un «número mínimo de horas al año» y, por tanto, producir a cero no les hace perder dinero, sino que les asegura un suelo.
«Probablemente, cuando dejen de cobrar esa ayuda dejen de cobrar a cero euros», augura González Moya. A eso atribuye lo que ocurre con las centrales nucleares, que en los últimos días bajaron su carga. «No tienen la flexibilidad de arrancar y parar, por lo que tienen que ofertar a cero euros, pero en su caso tienen unos costes y, por tanto, se desconectan porque no les compensa», añade González Moya.
El analista del mercado eléctrico Francisco Valverde opina que la bajada de producción tiene que ver con la estrategia comercial de las grandes empresas, que prefieren ganar con la comercializadora al comprar electricidad en el mercado (a cero euros) en vez de perder con la generadora (vendiendo a cero), mientras que los precios cero cree que se producen porque «cuesta más el suelo de estar pendiente de parar que seguir generando». «Pero qué más da que un mes no hagan mucha caja si en tres meses se van a poner las botas», añade.
Almacenamiento
En cualquier caso, la volatilidad cada vez será mayor en un mercado eléctrico que prevé duplicar la potencia eólica instalada actualmente –pasar de 31 gigavatios (GW) a 62 GW– y triplicar la solar fotovoltaica –de 25,6 GW aspira a alcanzar 76 GW–, pero cuya demanda eléctrica no levanta cabeza (en niveles de 2003). La solución pasa por el almacenamiento, sobre todo a través de baterías, según Antonio Delgado, consejero delegado de la consultora de previsiones de energía, Aleasoft. «Las baterías permitirán almacenar energía en las horas de mayor producción renovable y menor demanda», expone Delgado.
El presidente de Iberdrola, Ig
nacio Sánchez Galán, cree que las baterías están bien para un periodo pequeño (entre 2 y 4 horas), pero durante más tiempo la clave son las centrales de bombeo. La primera eléctrica española es la compañía con mayor capacidad reversible a día de hoy y prevé incrementarla durante los próximos dos años. «Si se produce el cierre de las centrales nucleares, aumentará la volatilidad y ese incremento de la volatilidad hace que el almacenamiento por bombeo desempeñe un papel más importante», afirmó durante la presentación del plan estratégico de la compañía para los dos próximos años.
Otra de las fórmulas es el desarrollo de los mercados de capacidad. Las centrales de ciclo combinado, creadas para generar energía, se han convertido en una suerte de estabilizadores del mercado al ponerse en funcionamiento cuando no hay viento y parar cuando lo hay. Eso supone unos costes de operación y mantenimiento mayores, pero recibir dinero solo cuando se utilizan los hace inviables económicamente, según defienden sus propietarios. Pero es probable que el problema también tenga que echar mano de una nueva reforma del mercado eléctrico. La que se acordó el año pasado se quedó a medio gas, pero dejó la puerta abierta a una revisión en 2026.
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, augura que «no es descartable» que cada vez se produzcan «más subastas con sistemas de mercado (precios regulados) que protejan al productor», según expuso durante la presentación del libro La superpotencia renovable, escrito por Daniel Pérez, director de la empresa pública de la Generalitat L’Energètica. La última subasta se celebró en otoño de 2022, cuando los precios estaban disparados, y apenas tuvo demanda, pero ahora ocurre lo contrario. ■
Iberdrola defiende que si se cierran las centrales nucleares «aumentará la volatilidad»